METODOLOGIA PARA ESTIMAR A PRODUÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA DE MÓDULO FOTOVOLTAICOS

Transcrição

1 METODOLOGIA PARA ESTIMAR A PRODUÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA DE MÓDULO FOTOVOLTAICOS Italo Heyne Leite Mendonça Landim, italo.landim@cear.ufpb.br Kleber Carneiro de Oliveira, kleber.oliveira@cear.ufpb.br Universidade Federal da Paraíba, Departamento de Engenharia de Energias Renováveis Resumo. O elevado consumo de energia elétrica no Brasil, por conta do crescimento populacional, e a maior geração da energia se ocorre através das hidrelétricas, na qual as mesmas estão em déficit por conta da escassez de água. O presente trabalho busca realizar uma análise sobre a geração de energia fotovoltaica, sendo dividido em duas partes, calculando primeiramente os parâmetros internos do módulo, resistência em série e paralelo, pois são características que não estão disponíveis na folha de dados, segundo Villalva, Gazolli e Ruppert Filho (2009). A segunda parte do trabalho utilizou os dados de irradiância obtidos na estação do LES, Laboratório de Energia Solar, calculando a energia gerada pelo módulo, variando o azimute da superfície, ou seja, a orientação do módulo para o Norte, Leste, Oeste e Sul. As análises foram todas teórica, realizadas no software Matlab, não existindo a parte experimental. Palavra chave: energia fotovoltaica, orientação, geração. 1. INTRODUÇÃO A principal fonte de geração de energia elétrica brasileira é a hidráulica, porém nos últimos anos se vê uma grave crise hídrica que acaba afetando todas as atividades atreladas a este recurso. Segundo o Balanço Energético Nacional a geração de energia elétrica caiu de 407,2 TWh, em 2014, para 394,2 TWh em 2015, ou seja, há necessidade de diversificar a matriz de energia elétrica e ampliar a ideia do desenvolvimento sustentável, devido ao aquecimento global. As fontes de energia renováveis surgem como ótima alternativa, não para substituir as fontes existentes, mas sim para auxiliar a geração, pois são menos poluentes e o recurso extremamente abundante, como energia solar, energia eólica e biomassa. A energia solar pode ser aproveitada de duas formas: térmica e fotovoltaica. Segundo Pinho e Galdino, (2014), a energia fotovoltaica é simplesmente a transformação da energia do sol em eletricidade, devido ao efeito fotovoltaico através das células. O efeito fotovoltaico é explicado pela existência de uma diferença de potencial nos terminais por conta da luz incidente, foi descoberto por Edmond Becquerel em O grande desafio nesse setor é a questão dos custos, que ainda são bastante elevados, mas devido ao aumento da competitividade que está cada vez maior, fazendo com que os custos se tornem decrescentes. 2. METODOLOGIA A irradiância incidente na superfície do módulo foi calculada com base nas equações fornecidas por Duffie e Beckman, (2013). A sequência de cálculo está descrita nas sucessivas equações para obter a declinação solar, ângulo horário, azimute solar, ângulo de incidência, a partir do dia juliano, do azimute da superfície e a inclinação da superfície. A declinação solar (δ) é o ângulo formado pelo Equador terrestre com a órbita da Terra, variando entre -23,45 < δ < 23,45, sendo sua principal interferência a quantidade de horas de insolação em cada hemisfério, a expressão para obter o valor da declinação está em função do dia juliano (n), de acordo com a Eq n δ = 23,45 sin[ ] (1) O ângulo horário (ω) é o deslocamento angular do Sol em relação ao meridiano solar no local, devido à rotação da Terra ao redor de seu eixo ( = 0), a sequência de cálculo para se determinar esse ângulo é descrita através das Eq. 2, 3 e 4, sendo HL, o horário local, Lp, a longitude padrão, e Ll, a longitude local.

2 B = 360(n 81) 364 E = 9,87 sin 2B 7,53 cos B 1,5 sin B (3) ω = 15(HL 12) + Lp Ll + E 4 A altura solar é o ângulo formado entre a horizontal e o vetor da radiação incidente na superfície, definida através da Eq. 5. sen(h) = sen(ф)sen(δ) + cos(δ) cos(ф) cos(ω) (5) (2) (4) O ângulo de incidência (θ) é o ângulo formado entre os raios incidentes e a normal da superfície, calculado através da Eq. 6, em função do azimute da superfície (Ys), do ângulo horário, da inclinação da superfície (β) e da latitude do local (ф). cos(θ) = sen(ф)sen(δ) cos(β) sen(δ)sen(β) cos(ф) cos(ys) + cos(δ) cos(ω) cos(ys) sen(ф)sen(β) + cos(δ) cos(ω) cos(β) cos(ф) + cos(δ) sen(ω)sen(β)sen(ys) (6) Através das variáveis calculadas é possível quantificar a irradiância que incide na superfície inclinada, ou seja, no módulo fotovoltaico. Essa irradiância está dividida em 3 frações: a direta, a difusa e a refletida pelas superfícies vizinhas. A Eq. 7 quantificará essa radiação, em função do albedo das superfícies vizinhas (ρ ) igual a 0,3. As irradiâncias difusa (G ) e global (G ) são obtidas através da estação de medição, localizada no LES, Laboratório de Energia Solar, na Universidade Federal da Paraíba, UFPB, em João Pessoa- PB. cos θ G = (G G ) sen h + G (1 + cos β) (1 cos β) + ρ 2 G 2 (7) O módulo fotovoltaico geralmente é composto por um conjunto de células solares associadas em série. Todas as especificações do módulo estão disponíveis na folha de dados fornecida pela fabricante do mesmo, porém algumas informações não são disponibilizadas, entre elas estão a resistência em série (R ) e a resistência em paralelo (R ), sendo as mesmas componentes do modelo tipo L5P, caracterizado pela presença de 1 diodo e 5 parâmetros,. O módulo utilizado foi o KC200GT da Kyocera (2017), na qual os parâmetros da condição de teste padrão (STC) e temperatura normal de operação da célula (NOCT) são apresentados na Tab. 1. Tabela 1 Folha de Dados do Módulo KC-200GT PARÂMETROS STC NOCT Potência Máxima (P ) 200 W 142 W Tensão de Máxima Potência (V ) 26,3 V 23,2 V Corrente de Máxima Potência (I ) 7,61 A 6,13 A Tensão de Circuito Aberto (V ) 32,9 V 29,9 V Corrente de Curto Circuito (I ) 8,21 A 6,62 A Coeficiente de Temperatura da Tensão de circuito aberto (μ ) -0,123 V/ C Área do Módulo 1,41 m² Segundo Villalva, Gazoli e Ruppert Filho (2009), esses dois parâmetros serão obtidos seguindo os passos descritos a seguir. 1) Passo 1: A temperatura e a irradiância do local são os dados de entrada. 2) Passo 2: Calcular I pela Eq. 9. R inicia com valor igual a zero e R, é calculado pela Eq. 13, I, pela Eq. 10, I, pela Eq. 14 e I pela Eq. 8. 3) Passo 3: Calcular a corrente do módulo pela Eq. 11, variando V de 0 até V, com incremento de 0,01 V. 4) Passo 4: Calcular a potência para o respectivo ponto, ou seja, multiplicando a tensão pela corrente gerada.

3 5) Passo 5: Encontrar a diferença da potência máxima calculada daquele fornecida pela folha de dados do painel. Essa diferença é comparada com uma tolerância de potência. 6) Passo 6: Se a tolerância for menor que 0,0001, os valores de R e R são obtidos. Caso contrário, R é incrementado e todas as variáveis são recalculadas até a tolerância ficar menor ou igual ao valor desejado. I = (I, + K T) G G (8) I = I, T exp qe T ak 1 1 T T (9) I, = I, exp V, av, 1 V (V + I R ) R = V I V I exp (V + I R ) q an kt + V I P I = I I exp V + R I V a 1 V + R I (12) R R = (10) (11) V I, I V, V I (13) I, = R + R I R, A partir do passo a passo foi obtida a curva característica para o módulo, como mostrado na Fig. 1, e os parâmetros calculados estão descrito na Tab. 2. (14) Figura 1 Curva Potência/Tensão Tabela 2 Parâmetros PARÂMETROS R R P V I RESULTADOS 417,3028 Ω 0,2211 Ω 200,1431 W 26,35 V 7,5956 A Também foi utilizado um outro método para calcular esses parâmetros do módulo, de acordo com Xiao, Dunford e Capel (2004), na qual o resultado obtido para a resistência em série foi 0,2234 Ω.

4 Com base nos parâmetros calculados e utilizando os dados de irradiância e temperatura medidos através da estação do LES, foi possível estimar a geração de potência do módulo. Segundo Cherif e Belhadi (2012), a potência instantânea (P ) pode ser calculada através da Eq. 15, sendo P á a potência do módulo apresentada na folha de dados do mesmo, f é o fator de perdas por fiação (0,9), α é coeficiente de temperatura do módulo determinado pela Eq. (16), G, é a irradiância nas condições padrão (1000 W/m²) e G é a irradiância instantânea (W/m²) incidente no módulo. T, é a temperatura da célula fotovoltaica nas condições padrão (25 C) e T é a temperatura instantânea da célula (em C), o valor de T pode ser determinado através da Eq. 17. G P = P. f α G T T,, (15) α = μ V (16) T T, T, G 1 n, 1 α T, G, τα T = 1 + T, T, G α n, G, τα (17) onde τ é a transmitância do vidro que forma a cobertura (0,9), α é a absortância do módulo (0,9), T é a temperatura ambiente. T, é a temperatura de operação da célula (em C) nas condições denominadas NOCT, que é fornecida pelo fabricante do módulo, e T, é a temperatura ambiente de condições NOCT (20 C). G, é a irradiância para a condição nominal de operação (800 W/m²), sendo também definida. n, é a eficiência no ponto de máxima potência nas condições padrão, definida pela Eq. 18. n, = P A G, (18) 3. RESULTADOS As análises foram divididas em duas etapas. A primeira etapa foi dividida em 2 análises, realizadas com o objetivo de verificar o comportamento nas seguintes condições: 1) variando apenas a temperatura, e 2) variando a temperatura e irradiância. Os dados de irradiância e temperatura foram obtidos na estação meteorológica presente no LES, em João Pessoa-PB, sendo os dados recebidos de 10 em 10 minutos. A primeira análise foi realizada variando a irradiância e mantendo a temperatura fixa em 25 C, apresentado na Fig. 2. A Fig.3 mostra a curva de potência para as mesmas condições da Fig. 2. A segunda análise foi realizada variando a temperatura e irradiância. Os dados utilizados são referentes ao mês de Abril de As duas analises foram realizadas de acordo com as equações de Villalva, Gazoli e Ruppert Filho (2009). A segunda etapa foi realizada o cálculo da potência para os dias característico de cada mês, segundo Duffie e Beckman (2013), considerando a inclinação do módulo igual a latitude (-7 ) e a orientação do módulo variando o azimute da superfície entre 0, 90, 180 e 270, que são referentes as pontos cardeais (S, O, N e L), usando os dados da estação do LES, logo a potência máxima para cada orientação será apresentada na Tab. 3. Os cálculos da potência foram baseados em Cherif e Belhadi (2012) conforme descritas nas Eq. 15 a 18. Tabela 3 Potência Máxima para cada mês e orientação, com inclinação igual a latitude DIA AZIMUTE DA SUPERFÍCIE 0 (S - Sul) 90 (O - Oeste) 180 (N - Norte) 270 (L - Leste) 15/10/16 169,92 W 169,83 W 168,68 W 169,82 W 14/11/ W 168,47 W 168,46 W 168,47 W 10/12/ W 164,16 W 158,82 W 164,16 W 17/01/17 157,17 W 153,90 W 154,23 W 153,90 W 16/02/17 163,35 W 161,72 W 159,82 W 161,72 W 16/03/17 160,37 W 161,60 W 162,32 W 161,60 W 15/04/17 160,95 W 166,38 W 171,15 W 166,38 W 15/05/17 136,53 W 141,82 W 151,60 W 146,42 W

5 11/06/17 126,90 W 140,37 W 144,60 W 140,37 W 17/07/17 151,20 W 151,21 W 151,22 W 151,21 W 16/08/17 156,53 W 160,68 W 167,68 W 160,68 W 15/09/17 167,63 W 170,46 W 172,10 W 170,46 W Figura 2 Curva da irradiância global com a temperatura fixa em 25ºC. Figura 3 Curva de potência gerada pelo módulo em função da irradiância. Os valores destacados na Tab. 3 são o maior valor de potência para o respectivo mês, mostrando qual a melhor orientação para o módulo naquele mês. A Fig. 4 apresenta as curvas de potência gerada pelo módulo e de irradiância total, ou incidente na superfície inclinada, para o mês de Novembro, com as orientações Sul e Norte, pois apresentaram maior destaque em relação às demais. Porém alguns meses apresentam melhores resultados na orientação Sul, esse fato se deve a trajetória solar, pois no período de Outubro a Fevereiro, o Sol tem sua trajetória totalmente voltada para o Sul, aumentando o valor da irradiância incidente na superfície. O restante dos meses a trajetória do Sol é totalmente voltada para o Norte. As trajetórias do Sol estão demostradas na carta solar, apresentada na Fig. 5. O resultado da Fig. 4 foi obtido através do trabalho de Cherif e Belhadi (2012), sendo usado os dados mensais de irradiância e temperatura. A segunda fase foi realizada com base no gráfico da irradiância mensal, conforme exemplificado na Fig. 6. Analisando a curva, através da visualização das curvas, foi escolhido dois dias, para representar um dia ensolarado, curva mais limpa com menor variação, e um dia nublado, curva com maior variação e menores valores, para o referido mês, porém foi selecionado um mês de cada estação do ano. Foi calculada a potência máxima, média e a irradiância média para cada dia em questão, também foi realizado a mudança de orientação, mas desta vez apenas o Norte e Sul, pois são as orientações que possuem maior destaque, conforme apresentado na Tab. 3. Os resultados diários para os dias ensolarado e nublado estão apresentados na Tab. 4.

6 (a) (b) Figura 4 Curvas de potência gerada pelo módulo e de irradiância total para o dia característico de Novembro, (a) orientação Sul e (b) orientação Norte (a) Figura 5 Carta Solar para João Pessoa-PB (Fonte: Software SOL-AR)

7 Figura 6 Irradiância ao longo do mês de Março de 2017, através da estação meteorológica do LES. (Fonte: Própria) Tabela 4 Potência máxima, média e Irradiância média para os dias extremos (Fonte: Própria) MÊS TIPO AZIMUTE ( ) POT.MÁX (W) POT.MÉDIA (W) IRRADIÂNCIA MÉDIA (W/M²) Outubro/16 Nublado 0 167, , , , ,2047 Ensolarado 0 170, , , , ,8107 Novembro/16 Nublado 0 154, , , ,66 72,4477 Ensolarado 0 179, , , , ,111 Dezembro/16 Nublado 0 148, , , , ,4966 Ensolarado 0 181, , , , ,9583 Janeiro/17 Nublado 0 120, , , , ,5742 Ensolarado 0 164, , , , ,5627 Fevereiro/17 Nublado 0 148, , , , ,1539 Ensolarado 0 167, , , , ,2818 Março/17 Nublado 0 124, , , , ,9575 Ensolarado 0 168, , , , ,6499 Abril/17 Nublado 0 104, , , , ,2216 Ensolarado 0 172, , , , ,5454 Maio/17 Nublado 0 27,8853 8, , , ,9435 Ensolarado 0 144, , , , ,8792 Junho/17 Nublado 0 59, , ,1435

8 180 59, ,3457 Ensolarado 0 133, ,75 473, , ,9388 Julho/17 Nublado 0 52, , , , ,8808 Ensolarado 0 165, , , , ,8762 Agosto/17 Nublado 0 136, , , , ,6486 Ensolarado 0 160, , , , ,1145 Setembro/17 Nublado 0 159, , , , ,4764 Ensolarado 0 157, , , , ,1558 A Fig. 7 mostra o comportamento do dia com maior irradiância média, ou seja, do dia ensolarado para o mês de Novembro. Nas Fig. 7 e 8, o resultados foram gerados a partir do trabalho de Cherif e Belhadi (2012) e Duffie e Beckman (2013), na qual foi realizada a variação do azimute da superfície. (a) (b) Figura 7 Curvas de potência gerada pelo módulo e de irradiância total para o dia ensolarado de Novembro, (a) orientação Sul e (b) orientação Norte

9 A Fig. 8 apresenta as curvas de potência e irradiância para o dia com menor irradiância de acordo com a Tab. 3, representado pelo dia nublado do mês de Junho. (a) (b) Figura 8 Curvas de potência gerada pelo módulo e de irradiância total para o dia Nublado de Junho, (a) orientação Sul e (b) orientação Norte 4. CONCLUSÃO A trajetória do Sol irá interferir na geração de energia elétrica, devido a mudança de orientação durante o ano, gerando assim potência máxima maiores em diferentes orientações dependendo do mês. Como foi analisado realmente a orientação Norte possui maiores valores de potência máxima e não apresenta valores muito inferiores aos máximos durante os outros meses, como destacado na Tab. 3. Desta forma, a recomendação de orientar o módulo para o Norte, quando instalado na cidade de João Pessoa-PB proporciona uma maior geração de energia. A Tab. 3 também mostra que as outras orientações apresentam bons valores de potência, provando a quão é favorável a instalação de painéis na cidade. REFERÊNCIAS Burger, B., Rüther, R., Inverter sizing of grid-connected photovoltaic systems in the light of local solar resource distribution characteristics and temperature, Solar Energy, vol. 80, n. 1, pp Cherif, H.; Belhadj, J. Methodology for accurate energy production estimation of photovoltaic power generation station. Electrotechnical Conference (MELECON), th IEEE Mediterranean. IEEE, p Duffie, J. A.; Beckman, W. A. Solar engineering of thermal processes. John Wiley & Sons, Jordehi, A. R. Parameter estimation of solar photovoltaic (PV) cells: A review, Renewable and Sustainable Energy Reviews, 2016, Vol. 61, Paág

10 Kalogirou, S. A. Solar energy engineering: processes and systems. Academic Press, Kyocera, Módulo KC-200GT. Disponível em: < Acesso em: 25 de Outubro de Pinho, J.T.; Galdino, M.A.; Manual de Engenharia para Sistemas Fotovoltaicos, Rio de Janeiro. CEPEL-CRESESB, 2014 Villalva, M.G.; Gazoli, J.R.;Ruppert Filho, E.. Modeling and Circuit-Based Simulation of Photovoltaic Arrays. Universidade de Campinas (UNICAMP), Campinas, Xiao, W. ; Dunford, W. G.; Capel, A.. A novel modeling method for photovoltaic cells. In: Power Electronics Specialists Conference, PESC IEEE 35th Annual. IEEE, p Methodology to estimate the production of electric energy in photovoltaic systems Abstract. The consumption of electric energy in Brazil, due to the population growth, and a greater generation of energy through the hydroelectric plants, which is the case, they are in deficit due to water scarcity. The present work seeks to perform an analysis on a photovoltaic energy generation, being divided into two parts, initially calculating the internal parameters of the module, resistance in series and parallel, since these characteristics are not available in the datasheet, according to Villalva, Gazolli and Ruppert Filho (2009). The second part of this work uses irradiation data at the LES station, Solar Energy Laboratory, calculating an energy generated by the module, varying the azimuth of the surface, that is, a module orientation to the North, East, West and South. The analyzes were every time, we did not perform any Matlab software, there being no experimental part. Key words: photovoltaic energy, orientation and generation